火力发电厂金属技术监督规程.docx

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火力发电厂金属技术监督规程

火力发电厂金属技术监督规程 总 则

1.1 为保证火力发电厂金属技术监督范围内各种金属部件的运行安全和人身安

全，特制订本规程。

1.2 本规程适用于火力发电厂金属技术监督范围内各种金属部件的设计、安装、

生产、修造、材料供应及试验研究等部门。

1.3 各电业管理局（电力联合公司、电力总公司）、电力工业局、电力建设局应

有专职工程师负责金属技术监督的组织领导工作。

各试验研究所（院）在主管局

领导下负责本地区的金属技术监督工作。

高温高压火力发电厂，电力建设工程

公司（工程处）应设专职工程师负责本单位的金属技术监督工作，并设金属试验

室负责本单位的金属试验工作。

1.4 中温中压火力发电厂和修造企业由主管局根据本地区的实际情况，必要时

可设专职工程师或兼职专业技术人员主管。

1.5 金属技术监督必须贯彻安全第一预防为主方针，实行专业监督和群众监督

相结合。

各地区可根据本规程制订适合本地区的监督制度或条例。

2 金属技术

监督的体制、范围和任务

2.1 金属技术监督的体制;

2.1.1 金属技术监督实行在能源部领导下的电业管理局（电力联合公司、电力总

公司），省（区）电力工业局（电力建设局），火力发电厂（电力建设工程公司）三级

管理。

2.1.2 金属技术监督各级机构（或专职工程师）的职责。

2.1.2.1 电业管理局（电力联合公司、电力总公司）和省（区）电力工业局（电力建

设局）金属技术监督机构的职责：

a.贯彻部颁发的<<火力发电厂金属技术监督规程>>和下达的有关金属技术监督

的各项指示；

b.审批全局性的金属技术监督条例、规划、计划等；

c. 组织召开金属技术监督工作会议，传达和布置金属技术监督的任务。

2.1.2.2 电业管理局（电力联合公司、电力总公司）和省局（区）的电力试验研究

所（院）金属技术监督机构的职责：

a.贯彻执行部、局颁发的金属技术监督规程、制度和条例；

b.组织制订全局性的金属技术监督条例、技术标准、试验方法和有关技术措施；

c.承担有关金属技术监督培训任务，负责归口金属技术监督管理工作；

d.参加重大事故调查研究和试验研究工作；

2.1.2.3 火力发电厂（电力建设工程公司）总工程师关于金属技术监督的职责；

a.组织贯彻上级有关金属技术监督规程、指示和规定，审批本单位的金属技术

监督规章制度；

b.督促检查金属技术监督实施情况。

2.1.2.4 火力发电厂（电力建设工程公司）金属技术监督专职工程师的职责；

a.组织制订本单位的金属技术监督规章制度和实施细则，负责编写金属技术监

督工作计划和工作总结；

b.审定检修或安装中金属技术监督检测项目；

c.对金属技术监督工作情况及检验中发生的问题，适时呈报上级单位；

d.负责组织金属技术监督活动。

2.1.2.5 火力发电厂（电力建设工程公司）金属试验室职责；

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a. 协助有关部门做好钢材备品备件的管理、热处理和焊接质量的监督；

b.配合金属技术监督专职工程师建立、健全和保管金属技术监督档案，以及检

查和督促金属技术监督规程、条例等贯彻执行情况；

c.负责金属测试工作。

2.2 金属技术监督的范围

2.2.1 工作温度大于和等于 450℃的高温金属部件，如主蒸汽管道、高温再热

蒸汽管道、过热器管、再热器等、联箱、导汽管 1） 、汽缸 1）、阀门、三通、

螺栓 2）等。

注：

1）包括工作温度为 435℃者；

2）包括工作温度为 400℃者。

2.2.2 工作压力大于和等于 6MPa 的承压管道和部件，如水冷壁管、省煤器管、

联箱、给水管道等；工作压力大于 3.9MPa 的锅筒；100MW 以上机组低温再热蒸

汽管道。

2.2.3 汽轮机大轴、叶轮、叶片和发电机大轴、护环等。

2.3 金属技术监督的任务

2.3.1 做好监督范围内各种金属部件在制造、安装和检修中的材料质量和焊接

质量的监督以及金属试验工作。

2.3.2 检查和掌握受监部件服役过程中金属组织变化、性能变化和缺陷发展情

况。

发现问题及时采取防爆、防断、防裂措施。

对调峰运行的机组，其重要部

件应加强监督。

2.3.3 参加受监金属部件事故的调查和原因分析，总结经验，提出处理对策并

督促实施。

2.3.4 逐步采取先进的诊断或在线监测技术，以便及时和准确地掌握及判断受

监金属部件寿命损耗程度和损伤状况。

2.3.5 建立和键全金属技术监督档案。

3 金属材料的技术监督

3.1 根据有关标准进行质量验收：

3.1.1 受监的金属材料、必须符合国家标准和部颁标准。

进口的金属材料，必

须符合合同规定的有关国家的技术标准。

3.1.2 受监的金属材料、备品备件必须按合格证和质量保证书进行质量验收。

合格证或技师保证书应标明钢号、化学成分、机械性能及必要的金相检验结果

和热处理工艺等。

数据不全应补检、检验方法、范围、数量应符合国家标准或

部颁标准。

进口的金属材料，应符合合同规定的有关国家的技术标准。

3.1.3 重要的金属部件，如锅筒、联箱、汽轮机大轴、叶轮、发电机大轴、护

环等，除应符合有关部颁标准和有关国家标准外，还必须具有质量保证书。

3.1.4 对受监督的金属材料质量发生怀疑时，应按有关标准进行抽样检查。

3.2 凡受监范围的钢材、部件在制造、安装或检修更换时，必须验证其钢号防

止错用。

组装后还应进行一次全面复查，确认无误才能投入运行。

3.3 选择代用材料的原则：

3.3.1 采用代用材料时，应持慎重态度，要有充分的技术依据，原则上应选择

成分、性能略优者，必须进行强度核算，应保证在使用条件下各项性能指标均

不低于设计要求。

3.3.2 修造安装中使用代用材料，必须取得设计单位和金属技术监督工程师的

许可；检修中使用代用材料时，必须征得金属技术监督专职工程师的同意，并

经总工程师批准。

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3.3.3 做好技术记录存档，修改图纸或在图上注明。

3.4 焊接材料管理：

3.4.1 焊接材料的质量，应符合国家标准（或有关标准）规定的要求。

3.4.2 焊条、焊丝应有制造厂质量合格证，并按相应的标准，按批号抽样检查，

合格者方可使用。

3.4.3 气焊用电石的质量，可采用检查焊缝金属中硫，磷（按被焊金属标准）来

确定。

3.4.4 焊条、焊丝及其它焊接材料，应设专库储存，并按有关技术要求进行管

理，防上变质锈蚀。

3.5 各级仓库、车间和工地储存金属技术监督范围内的金属材料、焊接材料、

备品备件等，必须建立严格的质量验收、保管和领用制度。

对进口钢材、无缝

钢管和备品备件等，进口单位应在索赔期内负责按合同规定进行质量验收，并

按规格、品种和进口合同号分别保管。

4 重要管道和部件的技术监督

4.1 主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道的监督

4.1.1 主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道的设计必须符合 DLGJ23-81《火力发电

厂汽水管道设计技术规定》的有关要求。

4.1.2 工作温度大于 450℃主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道热段需在蒸汽温度

较高的水平段上设置监察段（含进口机组）进行组织性质变化及蠕变监督。

监察

段上要设计三组蠕变测点。

监察段应选择该管系中实际壁厚最薄的同批钢管，

其长度不小于 5.1m（对外径 d 外大于 500mm 的钢管，其长度不小于 6d 外+3m）。

安装前施工单位应在监察段两端各切取长 300~500mm 的一段（对外径大于 500mm

的钢管，其切割长度不小于 d 外），作为原始段，移交给生产单位，并及时进行

试验。

监察段上不允许开孔和安装仪表插座，也不得安装支吊架。

4.1.3 工作温度大于 450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道应进行蠕变监督

（含直管、弯管、导汽管和联箱）。

蠕变测点的设计、蠕变测量周期、测量方法

和计算方法等有关要求，按能源部颁发的 DL411-91《火力发电厂蒸汽管道蠕变

测量导则》规定进行。

管道安装完毕移交生产前，由施工单位与生产单位共同

对各组测点进行第一次测量，做好技术记录。

4.1.4 新建、扩建、改建电厂的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道露天布置的部

分及与油管平行、交叉和可能滴水的部分，必须加包金属薄板保护层 1）。

已投

产的露天布置的主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道，可加包金属薄板保护层。

露

天吊架处应有防雨水渗入保温层的措施。

注 1）主给水管道、低温再热蒸汽管道也有同样要求。

4.1.5 主蒸汽管、高温再热蒸汽管道要保温良好，严禁裸露运行，保温材料应

符合技术要求。

运行中严防水、油渗入管道保温层。

保温层破裂或脱落时应及

时修补。

更换容重相差很大的保温材料时，应对支吊架作相应的调整。

严禁在

管道上焊接保温拉钩，不得借助管道起吊重物。

4.1.6 工作温度大于 450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道所用的直管和弯

管，安装时应由施工单位逐段进行外观、壁厚、金相组织、硬度等检查。

弯管

背弧外表面还须进行探伤。

管道安装完毕，施工单位会同生产单位共同对弯管

进行不圆度测量，做好技术记录，测量位置应有永久性标记。

4.1.7 由于弯管受力比较复杂，为了避免运行中早期出现裂纹，用于制作弯管

的管子，应采用加存管或用壁厚有足够裕度的管子弯制。

弯管段上实测最小壁

存不得小于直管的理论计算壁厚。

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4.1.8 弯管弯制厂家应按 DJ56-79《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》

的规定，逐个检查弯管的壁厚、不圆度、波浪度、几何尺寸等，并须做好技术

记录，合格产品方可供货，并向使用单位提供检验技术证件。

4.1.9 弯管弯制后有下列情况之一时为不合格：

a.内外表面存在裂纹、分层、重皮和过烧等缺陷；

b.弯曲部分不圆度大于 6%（对于公称压力大于和等于 10MPa）；

c.弯曲部分不圆度大于 7%（对于公称压力不小于 10MPa）；

d.弯管外弧部分壁厚小于直管的理论计算壁厚。

4.1.10 对超过设计使用期限的弯管，若发现有蠕变裂纹或有严重蠕变损伤时应

及时更换。

4.1.11 三通、弯头、阀门安装前必须由施工单位做内外壁外观检查，有怀疑时

应做无损探

伤。

投入运行 5 万小时进行第一次检查，以后检查周期一般为 3 万小时。

4.1.12 三通有下列情况时应及时处理：

a.发现严重缺陷时应及时采取处理措施，如需更换，应选用锻造、热挤压、带

有加强的

焊制的三通；

b.已运行 20 万小时的铸造三通，检查周期应缩短到 2 万小时，根据检查结果决

定是否采取更换措施；

c. 碳钢和钼钢焊接三通，当发现石墨化达 4 级时应予以更换。

4.1.13 弯头有下列情况时应进行处理；

a.已运行 20 万小时的铸造弯头，检查周期应缩短到 2 万小时，根据检查结果决

定是否采取更换措施；

b.碳钢和钼钢弯头，发现石墨化达 4 级时应更换；

c. 发现外壁有蠕变裂纹时，应及时更换。

4.1.14 铸钢阀门存在裂纺或严重缺陷（如粘砂、缩孔、折迭、夹渣、漏焊等降

低强度和严密性的缺陷）时，应及时处理或更换。

4.1.15 工作温度大于 450℃的主蒸汽管道，高温再热蒸汽管道的焊口应采取氩

弧焊打底工艺焊接。

热处理后应进行 100%无损探伤检查。

质量评定按 DL 5007-

92 《电力建设施工验收技术规范（火力发电厂焊接篇）》执行。

对未超标缺陷，

须确定位置，尺寸和性质，并做好技术记录。

管道保温层表面应有焊缝位置的

标志。

4.1.16 工作温度大于 450℃主蒸汽管道，高温再热蒸汽管道移交生产时设计、

施工单位应提供必要的资料。

4.1.16.1 设计单位应提供管道单线立体布置图。

图中标明：

a.管道的钢号、规格、理论计算壁厚、壁厚偏差；

b.设计采用的持久强度，理论计算壁厚、壁厚偏差；

c.支吊架位置、类型；

d.监察段位置；

e.管道的冷紧值、冷紧口位置；

f. 管道对设备的推力、力矩；

g.管道最大应力值及其位置；

h.支吊架的安装荷重、工作荷重、支吊架热位移值等。

4.1.16.2 施工单位应提供与实际管道和部件相对应的以下资料：

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a.三通、阀门的型号、规格、出厂证明书及检查结果；

b.焊缝坡口形式、焊缝位置、焊接及热处理工艺及各项检查结果；

c.每段直管的外观、壁厚、金相组织（附金相照片）及硬度检查结果；

d.弯管的弯制及热处理工艺、外观、不圆度、波浪度、几何尺寸等检验结果和

外弯部位金相组织照片；

e.支吊架弹簧的安装高度记录及热位移值；

f. 管道系统合金钢部件的光谱检验记录；

g.代用材料记录；

h.注明蠕变测点、监察段、膨胀指示、焊口、支吊架、三通和阀门等尺寸位置

的管道立体竣工图；

i.安装过程中异常情况及处理记录。

4.1.17 运行和检修人员应定期检查管道支吊架和全移指示器的工作状况，特别

要注意机组启停前后的检查，发现松脱、偏斜、卡死或损坏等现象时，应由检

修人员及时修复并做好记录。

4.1.18 主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，特别是弯管、弯头、三通、阀门和焊

缝等薄弱环节，应定期进行运行中的巡视检查。

对超设计使用期限的主蒸汽管

道、高温再热蒸汽管道更要注意检查，每值至少巡视一次。

发现漏泄或其它异

常情况时必须及时处理，并做好记录。

4.1.19 主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道不得超过设计规定的温度、压力的上限

运行，如超温时，则应做好记录。

启动和运行中应严格执行暧管和疏水措施，

认真控制温升、温降速度，并监视管道膨胀情况。

4.1.20 应注意掌握已运行的工作温度大于 450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽

管道及其部件的质量情况。

对情况不明的钢管、三通、弯管、弯头、阀门和焊

缝等，要结合检修分批检查，摸清情况，消除隐患。

4.1.21 主蒸汽管道可能有积水的部位，如压力表管、疏水管附近、喷水减温器

下部、较长的死管及不经常使用的联络管，应加强内壁裂纹的检查。

4.1.22 工作温度大于和等于 450℃的碳钢、钼钢蒸汽管道，当运行时间达到或

超过 10 万小时，应进行石墨化普查，以后的检查周期约 5 万小时。

运行时间超

过 20 万小时的管道，在石墨化普查基础上，如需要可割管进行鉴定，割管部位

应包括焊接接头。

对运行时间较长和受力复杂和母管，是石墨化检查的重点。

对石墨化倾向日趋

严重的管道，除做好检查、分析、处理外，必须按规定要求做好管道运行、维

修工作，防止超温、水冲击等。

4.1.23 高合金钢管（F11 或 F12）主蒸汽管道异种钢焊接接头（包括接管座焊接接

头），运行 5 万小时时进行无损探伤，以后检查周期为 2~4 万小时。

4.1.24 200MW 以上机组主蒸汽管道，再热蒸汽管道（包括热段、冷段），运行

10 万小时时，应对管系及支吊架情况进行全面检查和调整。

4.1.25 超过设计使用期限工作温度大于 450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管

道的弯头，弯管、三通、阀门和焊缝等，应全面进行外观和无损探伤检查；直

管、弯管进行壁厚测量和金相检验，弯管不圆度测量；监察段进行硬度、金相、

碳化物检查。

凡更换部件应确保质量，并做好技术记录，存档备查。

4.1.26 运行时间达 20 万小时、工作温度大于 450℃的主蒸汽管道、高温再热

蒸汽管道，除按第 4.1.25 条所列项目对管件进行复查外，应增加硬度检验项目；

对管壁较薄、应力较高的部位还应增加金相和碳化物检查，必要时割管进行材

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质鉴定。

4.1.27 运行时间达 30 万小时，工作温度大于 450℃的主蒸汽管道、高温再热

蒸汽管道，除按第 4.1.26 条要求检查外，应对高应力部位进行蠕变损伤检查，

必要时进行管系寿命鉴定。

4.1.28 已投入运行、工作温度为 450℃、工作压力为 10MPa、外径为 273mm 的

10CrMo910 钢主蒸汽管道，按如下要求进行检查：

a.实测壁厚 20~23.5mm 的直管、弯管，运行到 10 万小时，应进行壁厚、硬度、

金相、碳化物检查，在检查基础上决定是否需要割管做材质鉴定。

继后的检查

周期约 3~5 万小时；

b.实测壁厚小于 20mm 的直管、弯管、或发现蠕变相对变形量达到 0.5%时，应

提前进行检查，根据检查结果采取相应的处理措施。

4.1.29 已运行 20 万小时的 12CrMo,15CrMo,12Cr1MoV 钢主蒸汽管道经检查符合

下列条件时，一般可继续运行至 30 万小时：

a.实测最大蠕变相对变量小于 0.75%或最大蠕变速度小于 0.35×10-5%/h;

b.监察段钢中碳化物内含钼量占钢中总含量的比值：

12CrMo、15CrMo 钢不超过

85%,12Cr1MoV 钢不超过于 75%；

c.监察段金相组织未严重球化（即铬钼钢未达到 6 级，铬钼钒钢未达到 5 级）。

4.1.30 12CrMo、15CrMo 和 12Cr1MoV 钢主蒸汽管道，当出现下列情况之一时，

应进行材质鉴定：

a.运行至 20 万小时超出第 4.129 条所规定的条件之一时；

b. 运行至 30 万小时前，实测蠕变相对变形量达到 1%或蠕变速度大于

0.35×10-5%h。

4.1.31 除第 4.1.29 条中三种钢种外，其余合金钢主蒸汽管道、高温再热蒸汽

管道，当蠕变相对变形量达 1%或蠕变速度大于 1×10-5%h 时，应进行材质鉴定。

4.1.32 工作温度大于 450℃的锅炉出口导汽管，可根据不同的炉型应在运行

5~10 万小时时间范围内，进行外观和无损检查，以后检查周期约 5 万小时，对

启停次数较多（累计 250 次以上）、原始不圆度较大和运行后有明显复圆的弯管

应特别注意，发现裂纹时应及时更换。

4.2 受热面管子的监督

4.2.1 受热面管子安装，施工单位应根据装箱单和图纸进行全面清点，注意检

查表面有无裂纹、撞伤、压扁砂眼和分层等缺陷。

外表面缺陷深度超过管子规

定厚度 10%以上时，应由施工单位会同有关部门商定处理措施。

4.2.2 检修时，锅炉检修部门应有专人检查受热面管子有无变形、磨损、刮伤、

鼓包、蠕变变形及表面裂纹等情况，发现如上情况时要及时进行处理，并做好

记录。

对垢下腐蚀严重的水冷壁管，应定期进行腐蚀深度的测量。

4.2.3 为了解壁温大于 450℃的过热器管材质性能变化规律，可选择具有代表

性的锅炉，在壁温最高处设监察管。

取样周期为 5 万小时。

监督壁厚、管径、

组织、碳化物、脱碳层和机械性能变化。

4.2.4 当发现下列情况之一时，应及时更换：

a.合金钢过热器管和再热器管外径蠕变变形大于 2.5%，碳素钢过热器管和再热

器管外径蠕变变形大于 3.5%；

b.表面有氧化微裂纹；

c.管壁减薄到小于强度计算壁厚；

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序号

使用条件

螺栓结构

允许使用级别

1

原设计螺栓材料为

20Cr1Mo1VNbTiB

等强度细腰

5

d. 石墨化达 4 级（对碳钢和钼钢）。

4.2.5 高温过热器或高温再热器的高温段如采用 18-8 不锈钢管时其异种钢焊接

接头应在运行 8~10 万小时时，进行宏观检查和无损探伤抽查 20%。

4.3 高温螺栓的监督

4.3.1 高温合金钢新螺检和重新热处理螺栓的机械性能应符合 GB 3077-88《合

金结构钢技术条件》要求。

4.3.2 根据螺栓使用温度选择钢号。

螺母材料一般比螺栓材料低一级，硬度值

低 20~50HB。

4.3.3 在螺帽下应加装弹性或塑性变形垫圈、锥面或球面变位垫圈、套筒等，

以补偿螺杆或法兰面的偏斜，消除附加弯曲应力，提高抗动载能力，保证紧力

均匀。

4.3.4 为了改善螺栓的应力分布状态，新制螺检要采用等强细腰结构和国际新

制螺纹。

螺纹、螺杆粗糙度不低于

。

精度应符合 JB2954-81《汽轮机双头螺柱、汽轮机等长双关螺柱、汽轮机罩

螺母技术条件》要求。

4.3.5 检修时拆下的螺栓的螺纹应进行研磨清洁，紧固前应涂以润滑材料。

4.3.6 汽缸螺栓和中心孔较大的其它螺栓，中心孔加热采用电热元件或热风器，

禁止用火嘴直接加热。

4.3.7 高温螺栓紧固力不宜过大，汽缸新螺栓应根据制造厂规定的应力紧固。

预应力控制措施为：

a.根据螺栓类别和实际条件，应选用转角法（含加热），扭距法或拉长方法紧固；

b.螺栓的紧固与拆卸不宜大锤打击。

4.3.8 高温合金钢螺栓使用前必须 100%光谱复查。

M32 以上的高温合金钢螺栓

使用前必须 100%做硬度检查。

4.3.9 大修时，对大于和等于 M32 的承压设备的高温合金钢螺栓进行无损探伤。

如发现裂纹及时更换。

使用 5 万小时应做金相检验，必要时做冲击韧性抽查，

以后抽查周期根据钢种控制在 3~5 万小时。

4.3.10 对 25Cr2Mo1V 和 25Cr2MoV 钢螺栓抽查结果应符合下列要求：

a. 硬度为 241~277HB;

b.金相组织为无明显网状组织；

c.调速汽门、自动主汽门、电动主汽门及截门的螺栓的冲击韧性

ak＞60J/cm2，流量孔板、导管法兰和汽缸和螺栓的冲击韧性 ak＞60J/cm2;

4.3.11 对经过调质处理的 20Cr1Mo1VNbTiB 钢新螺栓，其组织性能要求如下：

a.硬度为 241~285HB;

b.小于和等于 M52 的螺栓冲击韧性 ak＞80J/cm2,大于 M52 的螺栓冲击性

ak＞60J/cm2;

c.按晶粒尺寸分 7 级，各级平均晶粒尺寸及其组织特征，按能源部颁发的 DL

439-91《火力发电厂高温紧固件技术导则》规定确定。

根据使用条件和螺栓结

第 7 页 共 10 页

2

引进大机组采用

20Cr1Mo1VNbTib

等强度细腰

5

3

原设计为 540℃温度等级

的螺栓，如采用该钢种

等强度细腰

3、4、5、6、 7

直 筒

4、5

4.4 锅筒的监督

4.4.1 施工单位在安装锅筒时应进行下列检查：

a. 查阅制造厂所提供的质量证明书及质量检验记录等技术资料，如资料不全或

对质量有怀疑时，应由施工单位会同有关单位进行复核检查，必要时应要求制

造厂参加复检；

b.下降管管座焊逢应进行 100%的超声波探伤；

c. 其它焊缝应尽可能去锈进行 100%的目视宏观检查，必要时可按 20%比便进行

无损探伤抽查。

4.4.2锅炉投入运行 5 万小时时，锅炉检修部门应对锅筒进行第一次检查，以

后检查周期结合大修进行。

检查内容：

a.集中下降管管座焊缝应进行 100%的超声波探伤；

b.筒体和封头内表面去锈后尽可能进行 100%目视宏观检查；

c.筒体和封头内表面主焊缝、人孔加强焊缝和预埋件焊逢表面去锈后，进行

100%的目视宏观检查；对主焊缝应进行无损探伤抽查（即纵缝至少抽查 25%，环

缝至少抽查 10%）；

d.检查发现裂纹时，应采取相应的处理措施。

发现其它超标缺陷时，应进行安

全性评定。

4.4.3碳钢或低合金高强度制造的锅筒，安装和检修中严禁焊接拉钩及其它附

件。

发现缺陷时不得任意进行补焊，经安全性评定必须进行补焊时，应制订方

案，经主管局审批后进行。

若需进行重大处理时，处理前还需报部及地方劳动

局备案。

4.4.4锅炉水压试验时，为了防止锅炉脆性破坏，水温不应低于锅炉制造厂所

规定的试水压温度。